Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
03.12.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

33/9-17

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    33/9-17
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    33/9-17
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    E 86 R-93-3D INLINE 497 & CROSSLINE 436
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    786-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    33
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.04.1994
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    04.05.1994
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    04.05.1996
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    18.05.2004
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL SHOWS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    228.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3233.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    3230.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    120
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    NESS FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 27' 18.58'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 50' 45.79'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6814193.73
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    438481.99
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2114

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/9-17 is located immediately north of the Statfjord field, northwest of the Statfjord Nord field with the Murchison field to the west.
    The primary objective of the well was to evaluate the hydrocarbon potential of intra-Draupne sandstone informally named the Munin sandstone unit. It was designed to find commercial hydrocarbons in a structural/stratigraphic play above 3080 meters sub-sea, the interpreted oil/water contact. The secondary objective was to evaluate the Middle Jurassic sandstones of the Brent Group.
    Operations and results
    Well 33/9-17 was spudded on 2 April 1994 with the semi-submersible rig Treasure Saga and reached a total driller's depth of 3233 m RKB in the Middle Jurassic Brent Group. The well was drilled with seawater and swept with high viscosity mud down to the 12 1/4" section, while KCl/polymer/Glycol mud was used when drilling the 12 1/4" section and to TD.
    The Munin sandstone unit (3050 - 3131m) was mostly water bearing with localized hydrocarbon shows. Average water saturation within the reservoir is 89.2%. The unit consisted of 47.3 meters of net reservoir out of a gross interval of 81 meters (N/G = 58.4%). The net reservoir was of excellent quality. Average Munin porosity was 22.6% and permeability was generally over l Darcy. The Brent Group (3187 -3233m) has 22.9 meters of good quality reservoir rock from a gross sandstone thickness of 37 meters, but is water bearing. Average porosity for the reservoir rock is 19.7%.
    None of the analysed potential source rocks of this well are within the oil window and only limited early generation of hydrocarbons has taken place. The Viking Group claystones do, however, seem to have generated some hydrocarbons. These hydrocarbon products appear to be fairly sulphur-rich.
    The best source rocks found in well 33/9-17 are represented by the claystones in the upper and lower sections of the Draupne Formation and in the Munin sandstone unit. These are very rich source rocks and are oil prone. The lower section of the Draupne Formation appears to contain an almost lacustrine assemblage of kerogen.
    The Brent Group contains TOC-rich claystones, but they appear to be more gas prone although they could have some oil potential. The Tertiary and Cretaceous sections have at best a fair potential for gas generation although the base of the Cromer Knoll Group grades to the Draupne Formation and could be said to have some potential for oil generation.
    Three cores were cut through the Mime Formation of the Cromer Knoll Group and the Draupne Formation of the Viking Group. The last core penetrated some 13 m of the Munin sandstone unit. The Munin sandstone cores had good porosity. An RFT sample taken at 3087 m (logger’s depth) in the Munin sandstone unit contained water. RFT formation pressures were obtained in Draupne (Munin sandstone unit), Tarbert Formation and Ness Formation. Traces of oil shows were observed in sandy laminations within claystones of the Draupne Group immediately overlying the Munin sandstones. In the Middle Jurassic Brent Group, no oil shows were observed in sandstones of the Tarbert and Ness Formations and no cores were cut here.
    Well 33/9-17 discovered only traces of hydrocarbons within the Munin sandstone unit. These hydrocarbons were not detected during drilling (MWD) but are evident within the whole core (core depths 3045m and 3055m, measured depths 3050.5mand 3060.5m). Petrophysical analysis confirmed the existence of low oil saturations within the Munin sandstone unit.
    The well was plugged and abandoned as a dry hole with oil shows in the Munin sandstone unit on 4 May 1994.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    590.00
    3232.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3029.0
    3034.5
    [m ]
    2
    3034.5
    3041.7
    [m ]
    3
    3042.5
    3059.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    29.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3029-3034m
    Kjerne bilde med dybde: 3034-3035m
    Kjerne bilde med dybde: 3035-3039m
    Kjerne bilde med dybde: 3039-3041m
    Kjerne bilde med dybde: 3042-3047m
    3029-3034m
    3034-3035m
    3035-3039m
    3039-3041m
    3042-3047m
    Kjerne bilde med dybde: 3047-3052m
    Kjerne bilde med dybde: 3052-3057m
    Kjerne bilde med dybde: 3057-3059m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3047-3052m
    3052-3057m
    3057-3059m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    590.0
    [m]
    DC
    610.0
    [m]
    DC
    630.0
    [m]
    DC
    650.0
    [m]
    DC
    670.0
    [m]
    DC
    690.0
    [m]
    DC
    710.0
    [m]
    DC
    730.0
    [m]
    DC
    750.0
    [m]
    DC
    770.0
    [m]
    DC
    790.0
    [m]
    DC
    810.0
    [m]
    DC
    830.0
    [m]
    DC
    850.0
    [m]
    DC
    870.0
    [m]
    DC
    890.0
    [m]
    DC
    910.0
    [m]
    DC
    930.0
    [m]
    DC
    950.0
    [m]
    DC
    970.0
    [m]
    DC
    990.0
    [m]
    DC
    1010.0
    [m]
    DC
    1020.0
    [m]
    DC
    1030.0
    [m]
    DC
    1040.0
    [m]
    DC
    1050.0
    [m]
    DC
    1060.0
    [m]
    DC
    1070.0
    [m]
    DC
    1080.0
    [m]
    DC
    1090.0
    [m]
    DC
    1100.0
    [m]
    DC
    1110.0
    [m]
    DC
    1120.0
    [m]
    DC
    1130.0
    [m]
    DC
    1150.0
    [m]
    DC
    1170.0
    [m]
    DC
    1190.0
    [m]
    DC
    1210.0
    [m]
    DC
    1230.0
    [m]
    DC
    1250.0
    [m]
    DC
    1270.0
    [m]
    DC
    1290.0
    [m]
    DC
    1310.0
    [m]
    DC
    1330.0
    [m]
    DC
    1350.0
    [m]
    DC
    1370.0
    [m]
    DC
    1390.0
    [m]
    DC
    1410.0
    [m]
    DC
    1430.0
    [m]
    DC
    1450.0
    [m]
    DC
    1470.0
    [m]
    DC
    1490.0
    [m]
    DC
    1510.0
    [m]
    DC
    1530.0
    [m]
    DC
    1550.0
    [m]
    DC
    1570.0
    [m]
    DC
    1590.0
    [m]
    DC
    1590.0
    [m]
    DC
    1600.0
    [m]
    DC
    1610.0
    [m]
    DC
    1620.0
    [m]
    DC
    1630.0
    [m]
    DC
    1640.0
    [m]
    DC
    1650.0
    [m]
    DC
    1660.0
    [m]
    DC
    1670.0
    [m]
    DC
    1680.0
    [m]
    DC
    1690.0
    [m]
    DC
    1710.0
    [m]
    DC
    1730.0
    [m]
    DC
    1750.0
    [m]
    DC
    1770.0
    [m]
    DC
    1790.0
    [m]
    DC
    1810.0
    [m]
    DC
    1826.0
    [m]
    SWC
    1840.0
    [m]
    DC
    1852.5
    [m]
    SWC
    1866.0
    [m]
    SWC
    1880.0
    [m]
    DC
    1890.0
    [m]
    DC
    1900.0
    [m]
    DC
    1904.5
    [m]
    SWC
    1910.0
    [m]
    DC
    1920.0
    [m]
    DC
    1930.0
    [m]
    DC
    1940.0
    [m]
    DC
    1960.0
    [m]
    DC
    1985.0
    [m]
    SWC
    2000.0
    [m]
    DC
    2020.0
    [m]
    DC
    2040.0
    [m]
    DC
    2060.0
    [m]
    DC
    2083.0
    [m]
    SWC
    2090.0
    [m]
    DC
    2100.0
    [m]
    DC
    2110.0
    [m]
    DC
    2120.0
    [m]
    DC
    2140.0
    [m]
    DC
    2160.0
    [m]
    DC
    2180.0
    [m]
    DC
    2200.0
    [m]
    DC
    2220.0
    [m]
    DC
    2240.0
    [m]
    DC
    2260.0
    [m]
    DC
    2280.0
    [m]
    DC
    2300.0
    [m]
    DC
    2320.0
    [m]
    DC
    2340.0
    [m]
    DC
    2360.0
    [m]
    DC
    2380.0
    [m]
    DC
    2400.0
    [m]
    DC
    2420.0
    [m]
    DC
    2440.0
    [m]
    DC
    2460.0
    [m]
    DC
    2480.0
    [m]
    DC
    2500.0
    [m]
    DC
    2520.0
    [m]
    DC
    2540.0
    [m]
    DC
    2546.0
    [m]
    SWC
    2560.0
    [m]
    DC
    2580.0
    [m]
    DC
    2580.0
    [m]
    DC
    2600.0
    [m]
    DC
    2620.0
    [m]
    DC
    2640.0
    [m]
    DC
    2660.0
    [m]
    DC
    2680.0
    [m]
    DC
    2700.0
    [m]
    DC
    2720.0
    [m]
    DC
    2740.0
    [m]
    DC
    2760.0
    [m]
    DC
    2780.0
    [m]
    DC
    2800.0
    [m]
    DC
    2818.0
    [m]
    DC
    2836.0
    [m]
    DC
    2854.0
    [m]
    DC
    2872.0
    [m]
    DC
    2890.0
    [m]
    DC
    2908.0
    [m]
    DC
    2926.0
    [m]
    DC
    2944.0
    [m]
    DC
    2962.0
    [m]
    DC
    2971.5
    [m]
    SWC
    2980.0
    [m]
    DC
    2989.0
    [m]
    DC
    2995.0
    [m]
    DC
    2998.0
    [m]
    DC
    3002.5
    [m]
    SWC
    3005.0
    [m]
    SWC
    3010.0
    [m]
    DC
    3013.0
    [m]
    DC
    3016.0
    [m]
    DC
    3022.0
    [m]
    DC
    3022.0
    [m]
    SWC
    3025.0
    [m]
    DC
    3026.0
    [m]
    SWC
    3027.5
    [m]
    SWC
    3030.0
    [m]
    C
    3034.0
    [m]
    C
    3035.0
    [m]
    C
    3037.0
    [m]
    C
    3039.0
    [m]
    C
    3041.0
    [m]
    C
    3043.8
    [m]
    C
    3045.8
    [m]
    C
    3048.0
    [m]
    SWC
    3053.8
    [m]
    C
    3057.8
    [m]
    C
    3059.0
    [m]
    C
    3061.0
    [m]
    DC
    3064.0
    [m]
    DC
    3070.0
    [m]
    DC
    3076.0
    [m]
    SWC
    3082.0
    [m]
    DC
    3090.0
    [m]
    SWC
    3094.0
    [m]
    DC
    3097.0
    [m]
    DC
    3101.0
    [m]
    SWC
    3109.0
    [m]
    DC
    3115.0
    [m]
    DC
    3121.0
    [m]
    DC
    3127.0
    [m]
    DC
    3130.0
    [m]
    DC
    3135.0
    [m]
    SWC
    3142.0
    [m]
    DC
    3148.0
    [m]
    DC
    3151.0
    [m]
    DC
    3154.0
    [m]
    DC
    3157.0
    [m]
    DC
    3160.0
    [m]
    DC
    3166.0
    [m]
    DC
    3172.0
    [m]
    DC
    3178.0
    [m]
    DC
    3181.0
    [m]
    DC
    3184.0
    [m]
    DC
    3187.0
    [m]
    DC
    3190.0
    [m]
    DC
    3193.0
    [m]
    DC
    3199.0
    [m]
    DC
    3202.0
    [m]
    DC
    3208.0
    [m]
    DC
    3213.5
    [m]
    SWC
    3220.0
    [m]
    DC
    3226.0
    [m]
    DC
    3229.0
    [m]
    DC
    3233.0
    [m]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.59

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.56

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    286.83

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AS - CBL VDL
    1120
    1784
    CST GR
    1826
    3213
    DIL SDL LDL CNL AMS GR
    572
    1795
    FMS LDL CNL NGS TCCB AMS
    1784
    3240
    MWD - RGD
    255
    3233
    PI DLL MSFL AS GR
    1784
    3240
    RFT HP GR TCCB AMS
    3052
    3217
    VSP GR
    520
    3230

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    304.0
    36
    305.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    572.0
    17 1/2
    578.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1782.0
    12 1/4
    1792.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3233.0
    8 1/2
    3233.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    257
    1.00
    WATER BASED
    04.05.1994
    270
    1.50
    WATER BASED
    02.05.1994
    270
    1.00
    WATER BASED
    03.05.1994
    270
    1.00
    WATER BASED
    04.05.1994
    303
    1.00
    WATER BASED
    05.04.1994
    303
    1.00
    WATER BASED
    05.04.1994
    422
    1.00
    WATER BASED
    05.04.1994
    578
    1.00
    WATER BASED
    08.04.1994
    578
    1.00
    WATER BASED
    08.04.1994
    578
    1.00
    WATER BASED
    08.04.1994
    929
    1.26
    14.0
    12.0
    WATER BASED
    11.04.1994
    1277
    1.40
    14.0
    12.0
    WATER BASED
    11.04.1994
    1645
    1.57
    30.0
    9.2
    WATER BASED
    02.05.1994
    1777
    1.47
    20.0
    25.0
    WATER BASED
    11.04.1994
    1790
    1.47
    20.0
    25.0
    WATER BASED
    12.04.1994
    1790
    1.60
    19.0
    19.0
    WATER BASED
    13.04.1994
    1871
    1.60
    19.0
    19.0
    WATER BASED
    18.04.1994
    2105
    1.60
    19.0
    19.0
    WATER BASED
    18.04.1994
    2105
    1.60
    26.0
    10.4
    WATER BASED
    18.04.1994
    2129
    1.56
    26.0
    10.4
    WATER BASED
    18.04.1994
    2236
    1.56
    32.0
    11.3
    WATER BASED
    18.04.1994
    2428
    1.56
    32.0
    11.3
    WATER BASED
    18.04.1994
    2527
    1.56
    32.0
    11.3
    WATER BASED
    19.04.1994
    2711
    1.56
    32.0
    11.3
    WATER BASED
    20.04.1994
    2814
    1.56
    32.0
    11.3
    WATER BASED
    21.04.1994
    2970
    1.56
    32.0
    11.3
    WATER BASED
    22.04.1994
    3029
    1.56
    32.0
    11.3
    WATER BASED
    25.04.1994
    3036
    1.56
    32.0
    11.3
    WATER BASED
    25.04.1994
    3060
    1.56
    32.0
    11.3
    WATER BASED
    25.04.1994
    3177
    1.56
    32.0
    11.3
    WATER BASED
    28.04.1994
    3233
    1.56
    32.0
    11.3
    WATER BASED
    28.04.1994
    3233
    1.56
    32.0
    11.3
    WATER BASED
    28.04.1994
    3233
    1.56
    32.0
    11.3
    WATER BASED
    29.04.1994

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.21